Международно-правовые аспекты договорных отношений в сфере нефтебизнеса

– оставшаяся часть продукции, так называемая распределяемая нефть, подлежит разделу между компанией-подрядчиком и государством-собственником недр. Раздел производится в сугубо индивидуальных пропорциях в каждой стране. В некоторых странах они меняются в зависимости от местоположения месторождения (Египет, Кот-д'Ивуар), плотности нефти (Перу), уровня рентабельности инофирмы до вычета налогов (Экваториальная Гвинея, Либерия). В большинстве же нефтедобывающих стран, практикующих заключение контрактов о разделе продукции (Ангола, Бангладеш, Индия, Индонезия и др.), пропорции раздела изменяются с ростом добычи. При этом в разных странах одинаковые пропорции раздела, определяясь совокупностью индивидуальных условий отдельных государств, могут быть зафиксированы и для значительно различающихся уровней добычи;

– принадлежащая инофирме доля «распределяемой» нефти является объектом налогообложения; поэтому государство имеет возможность регулировать рентабельность операций компании при разных пропорциях раздела добычи введением различных ставок подоходного налога;

– вплоть до недавнего времени платежи с добычи, как правило, отсутствовали; в последние годы в ряде стран (Экваториальная Гвинея, Малайзия, Турция, Китай, Таиланд) в контракты рассматриваемого типа стали вводиться обязательства уплаты роялти.

В настоящее время, все  контракты имеют некоторые общие  элементы, некоторую общую структуру.

2.3.2. Концессионные соглашения «Contracts of concession»

Изначальный тип соглашения в мировой нефтедобывающей промышленности – традиционная концессия. Общепринято  считать, что первая в истории  концессия была выдана Вильяму Д'Арси в Персии в 1901 г. (известна под названием «концессия Д'Арси»), хотя встречаются упоминания о более ранних концессиях в бывшей голландской Вест-Индии. Таким образом, история нефтяных соглашений в мировой хозяйственной практике насчитывает около 90 лет.

Основными отличительными чертами  концессионного соглашения традиционного  типа, как правило, являются:

– передача принимающей страной иностранной нефтяной компании прав собственности на нефть на территории, отданной в концессию; – очень большая площадь концессии, охватывающая в некоторых случаях всю территорию страны или, по крайней мере, наиболее перспективную на нефть ее часть;

– весьма продолжительный срок действия концессии (вплоть до 99 лет, но обычно – 60–75);

– отсутствие положения о возврате в собственность государства до истечения срока действия концессии неиспользуемых и бесперспективных участков;

– осуществление концессионером полного и единоличного контроля над всеми аспектами деятельности в рамках концессии;

– устранение принимающей стороны от участия в управлении концессией;

– выделение иностранной компанией в виде прямых инвестиций всех средств, необходимых для проведения поисково-разведочных работ, разработки месторождений и пр. в рамках концессии;

– незначительные финансовые отчисления от доходов концессионера в пользу принимающей страны, которые сводились, как правило, лишь к символической плате за право разработки недр (роялти), имевшей обычно форму фиксированного (по абсолютной величине) платежа с добычи.

Традиционные концессии  оставались единственным и по существу неизменным видом соглашений в мировой  нефтяной промышленности вплоть до 1948 г., когда Венесуэла положила начало процессу их модификации, введя в практику деление прибылей инофирмы в соотношении 50: 50, т.е. налог на прибыль корпораций. С тех пор многие из невыгодных принимающим странам положений, присущих традиционным концессиям, были существенно изменены, и в настоящее время этот (изначальный) тип концессионных соглашений практически перестал существовать. Однако сама концессионная система сохранилась как в развивающихся, так и в развитых капиталистических странах, хотя зачастую и под другими названиями (лицензии, аренда, разрешения и т.п.). Объединяющим элементом всех существующих соглашений данного типа, определяющим их принадлежность к концессионной системе, является наличие положения о долгосрочной передаче прав собственности на разрабатываемые недра инвестору.

В настоящее время концессии  остаются широко распространенным типом  соглашений в мировой нефтедобывающей  промышленности: в начале 80-х годов  они были зафиксированы в 121 стране.

Типичная модернизированная  концессия содержит следующие положения:

– площадь концессии, как правило, не превышает ограниченного числа участков, на которые разбита территория страны, включая шельфовую зону;

– продолжительность концессии резко сокращена, однако, если к моменту завершения срока ее действия будет налажена коммерческая добыча, концессия может быть продлена на новых, согласованных обеими сторонами условиях;

– как правило, оговаривается прогрессивный возврат неиспользуемых и бесперспективных участков, а при отсутствии открытия новых месторождений концессия может быть возвращена в собственность принимающего государства до истечения срока ее действия (в течение 6–10 лет);

– правительство обладает правом некоторого контроля над принимаемыми концессионером решениями и частичного участия в управлении концессией (даже если не имеет доли в активах последней);

– иногда предусматривается прямое государственное участие (как правило, незначительное) в активах концессии, т.е. создание совместного предприятия концессионного типа;

– денежные отчисления инофирмы в пользу принимающей страны в настоящее время обычно включают: платежи с добычи (роялти), платежи с дохода (налоги на чистую прибыль), арендную плату (ренталз), единовременные премиальные выплаты (бонусы). На начальном этапе применения модернизированных концессий ренталз и бонусы условиями соглашений обычно не предусматривались, а роялти и налоги на чистую прибыль начислялись инофирме по фиксированным ставкам. В настоящее время ставки платежей с добычи и дохода зачастую устанавливаются по скользящей шкале в зависимости от условий разработки, прогрессируя с ростом добычи или цен на нефть и т.д.

2.3.3 Контракты на предоставление услуг или сервисные контракты «service contracts»

Отличительной чертой типичного контракта на предоставление услуг с риском от контракта о разделе продукции является то, что оплата услуг компании производится, как правило, в денежной форме. Тогда как во втором случае и погашение издержек инофирмы, и формирование ее прибыли осуществляются поставками продукции, т.е. нефтью. Таким образом, если при заключении контракта о разделе продукции первоочередной целью инофирмы является обеспечение поставок нефти, то при риск-контракте – получение не товарной, а денежной массы.

Риск-контракты бывают двух типов: с риском не распределяемым и  распределяемым между сторонами (см. рис. 1).

При заключении контракта  на предоставление услуг с риском, не распределяемым между сторонами, на компанию-подрядчика возлагается  весь риск поисково-разведочных работ; она же должна обеспечить все капиталовложения, необходимые для разведки и разработки месторождения. Если в установленные  соглашением сроки коммерческие запасы нефти не обнаружены, контракт расторгается без возмещения подрядчику израсходованных им средств. При  обнаружении промышленных залежей  расходы инофирмы возмещаются принимающим  государством (национальной нефтяной компанией) в течение согласованного сторонами периода после начала эксплуатации месторождения, причем с  выплатой не только процента на инвестированный  компанией капитал, но и вознаграждения за риск.

Открытое инофирмой месторождение  обычно она же и обустраивает и, как  правило, передает для эксплуатации государственной нефтяной компании, но в редких случаях может сама разрабатывать месторождение. В  качестве вознаграждения за риск инофирма получает преимущественное право на закупку в течение определенного времени у государственной нефтяной компании 20–50% добываемой на данном месторождении нефти по ценам на 3–10% ниже рыночных.

Таким образом, компенсационные  выплаты инофирме зависят (по массе) от уровня добычи; поэтому риск-контракты  применяются, как правило, в странах  с большой вероятностью обнаружения  крупных месторождений нефти. По-видимому, именно поэтому география таких  контрактов, по приводимым в литературе данным, представляется значительно  менее широкой, чем у концессий  или контрактов о разделе продукции, хотя в то же время в пределах этих немногих стран риск-контракты  могут иметь довольно широкое  распространение.

Контракты на предоставление услуг с риском, распределяемым между  сторонами, заключаются обычно государствами  не только с надежно обоснованными  благоприятными перспективами нефтеносности, но и с устойчивым финансовым положением, позволяющим принимающей стороне  взять на себя либо частично, либо полностью  риск ПРР (в последнем случае риск-контракт превращается по сути в контракт на предоставление технической помощи).

Финансовые преимущества риск-контракта этого типа для  принимающей страны очевидны: компенсационные  выплаты инофирме в этом случае меньше на величину процента на инвестированный  в разведку и разработку месторождения  капитал плюс величина скидки с цены на часть добычи по сравнению с  контрактом на предоставление услуг  с риском, не распределяемым между  сторонами. Но в подавляющем большинстве  случаев принимающие страны, заключая риск-контракты, предпочитают указанным  «отложенным» финансовым преимуществам  перспективу немедленного переложения  риска, как правило, крупных инвестиций в ПРР на инофирму.

4. Основные условия соглашений

• Права собственности – главный элемент при определении вида соглашения.

В случае концессии принимающее  государство (собственник недр) уступает право собственности на разрабатываемые  природные ресурсы концессионеру (физическому или юридическому лицу). При создании совместного предприятия  на базе предоставленной инофирме концессии  государство уступает концессионеру  право собственности на часть  разрабатываемых природных ресурсов, соответствующую доле инофирмы в  совместном предприятии. В случае контракта  любого типа (а следовательно, и при  создании совместного предприятия  на его основе) право собственности  на разрабатываемые природные ресурсы  сохраняется за принимающей страной  и, как правило, защищается действующим  в ней законодательством.

При контрактах не только земля  и ее недра, но и добытая нефть  являются юридической собственностью принимающего государства. и ему  принадлежит право распоряжаться  ими. Однако как при концессии, так  и при контрактах средства и предметы труда (кроме произведенной продукции) принадлежат инофирме, на которую  возложены и все текущие расходы. Поэтому, сохраняя за собой по контракту  право собственности на природные  богатства, принимающая сторона  передает на время контракта право  распоряжаться этими богатствами  компании-подрядчику.

• Права контроля

Контроль над традиционной концессией был сосредоточен полностью  в руках концессионера, который  единолично определял время, место  и интенсивность ПРР, принимал решение  о вводе новых месторождений  в эксплуатацию, устанавливал уровень  добычи и цен на нефть. Принимающая  страна была по существу устранена  от участия в управлении концессией. Там же, где имело место участие, оно ограничивалось, как правило, включением нескольких представителей принимающей страны в Совет директоров компании-концессионера (или некоторых  из компаний, получивших концессию), что  носило чисто символический характер и на процесс принятия решений  эффективного влияния не оказывало.

Правительство принимающей  страны обычно имеет право на некоторый  контроль принимаемых концессионером решений и на частичное участие  в управлении модернизированной  концессией, даже если не имеет доли в ее активах, например, утверждая  минимальную программу работ, планы  разработки месторождений, уровень  цен для начисления налогов и  роялти. Таким образом, государство  контролирует деятельность концессионера  на уровне принятия стратегических решений  и, как правило, не вмешивается в  вопросы повседневного управления модернизированной концессией. При  заключении контракта любого вида права  контроля принадлежат принимающей  стране. В контрактах о разделе  продукции и риск-контрактах первого  типа (на предоставление услуг с  риском, не распределяемым между сторонами) реализация этих прав осуществляется путем создания государственной  нефтяной компанией совместного  предприятия с компанией-подрядчиком.

• Срок действия соглашений

Первый этап (первоначально  установленный в соглашении, то есть без учета возможных продлений) обычно равен 3–8 годам. Его продолжительность  тем больше, чем сложнее природные  условия в принимающей стране и чем менее изучены перспективы  ее нефтеносности, поэтому на шельфе и в особо трудных районах  суши может достигать 15–17 лет. Как  правило, при оговоренных условиях он может возобновляться или продлеваться (в том числе автоматически) 2–3 раза на период от 1 года до 5 лет. Соглашение может также содержать пункт  о расторжении в случае, если к  концу первого этапа ПРР не будут получены коммерческие притоки  нефти. Продолжительность периода  разработки обычно устанавливается  в пределах 15–30 лет, как правило, с момента подписания соглашения (включая период ПРР, что выгоднее для принимающей страны), реже –  с момента открытия коммерческих запасов (исключая период ПРР, что выгоднее для инофирмы).